ICS 27.100
CCS K 54
DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T 2662—2023
燃煤发电机组供热改造技术条件
Technical specifications for heat supply retrofit of coal-fired power units
2023-10-11发布 2024-04-11实施
国家能源局 发布
DL/T2662—2023
目 次
前言 Ⅱ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 总则 2
5 采暖供热改造技术 3
6 工业供汽改造技术 11
7 改造后性能试验 16
附录A（资料性）燃煤发电机组和热力管网分界处热力参数示意图 18
I
DL/T 2662—2023
前言
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件由中国电力企业联合会提出。
本文件由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会（DL/TC 07）归口。
本文件起草单位：西安热工研究院有限公司、中国华能集团有限公司、重庆大唐国际石柱发电有限责任公司、华能山东发电有限公司。
本文件主要起草人：马汀山、吕凯、王洋、王妍、石慧、王卫军、居文平、刘学亮、杨凯、李杰、王东晔、谢天、郑天帅、蔡广宇、张宇翼、郑郝、金森、蔡国辉、陈喆、孙鹏、薛朝囡、邓佳、李海永、万超、杨荣祖、屈杰、程东涛、杨利、余小兵。
本文件为首次发布。
本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
Ⅱ
DL/T 2662—2023
燃煤发电机组供热改造技术条件
1 范围
本文件规定了燃煤发电机组供热改造的范围、各种改造方案及其性能试验的原则性技术要求。
本文件适用于单机容量125MW及以上的燃煤发电机组的生活采暖与工业供热改造。对于燃煤热电联产机组供热的初步设计以及热电联产机组供热能力提升的改造，可以参考使用。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 3216 回转动力泵 水力性能验收试验 1级、2级和3级
GB/T 8117.1 汽轮机热力性能验收试验规程 第1部分：方法A 大型凝汽式汽轮机高准确度试验
GB/T 10184 电站锅炉性能试验规程
GB/T 37554 除氧器性能试验规程
GB 50660 大中型火力发电厂设计规范
GB/T 151 热交换器
DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法
DL/T 5054 火力发电厂汽水管道设计规范
DL/T 5537 火力发电厂供热首站设计规范
DL/T 37753 表面式凝汽器性能试验规程
DL/T 834 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
DL/T 936 火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则
DL/T 934 火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程
DL/T 5072 发电厂保温油漆设计规程
JB/T 5862 汽轮机表面式给水加热器 性能试验规程
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
热水采暖 hot water central heating
以热水的形式将燃煤发电机组热量输送到采暖用户，由热源、热网、换热站和热用户组成，部分工程还增加储热系统。
3.2
工业供热 industrial heating
通过蒸汽管网将一定压力、温度和流量的蒸汽输送到热用户，由热源、热网和热用户组成，部分工程还增加储热系统。
3.3
热量趸售 heating wholesale
燃煤供热电厂承担供热系统的厂内部分建设、运行和维护，以厂界处的热量计量与热力公司进行
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DL/T 2662—2023
热费结算的热量销售方式。
3.4
热量直供 direct heating supply
除厂内供热系统外，燃煤供热电厂还承担厂外管网及换热站的建设、运行和维护，与热用户直接进行热费结算的热量销售方式。
3.5
宽负荷供热能力 heating capacity for wide-load
燃煤发电机组实施供热改造后，给定发电功率条件下的供热负荷调节范围。
3.6
厂界热力参数 thermal parameters at extraction port
燃煤发电机组和热力管网分界处的热力参数，系统示意见附录A。如无特别约定，分界处为厂区围墙外1m处。
采暖：整个供热期的供水压力/温度、回水压力/温度和水流量。
供汽：蒸汽压力、温度和流量（分为平均、最大和最小）。
3.7
抽汽口参数 thermal parameters at boundary
燃煤发电机组蒸汽热力系统中，供热改造选定的抽汽位置处的蒸汽压力、温度和流量。
4 总则
4.1 燃煤发电机组供热改造厂内方案选择及设计，宜根据“以网调源、源网一体、协调发展”的基本原则，以安全可靠、效益为先、投资回收年限合理作为选择依据。
4.2 趸售形式对外集中供热，由热力管网建设单位提供整个供热期的厂界处热力参数。
4.3 直供形式对外集中供热，应委托专业机构进行热用户用热介质、参数、负荷及其随时间的分布特性研究，通过热力管网方案设计得出温降、压损、热质损失，提出燃煤发电机组整个供热期的厂界处热力参数。
4.4 燃煤发电机组供热汽源的选择，应以厂界处热力参数为基础，宽负荷运行区间段供热能力应满足用户需求，并以“温度对口、压力匹配、梯级利用”的基本原则，宜同步论证供热蒸汽余压余温梯级利用方案。
4.5 多台发电机组的燃煤发电厂供热改造，单台机组供热能力以及改造台数的选择，应保证全厂对外供热能力符合GB 50660的规定。
4.6 供热改造方案选择及系统设计，根据所在地区电网电力辅助政策相关规定，应能保质保量满足外部用热需求，不能出现欠供、断供现象，否则应论证同步增加热电解耦技术方案的必要性和可行性。
4.7 供热蒸汽抽出外供后，若不回收凝结水，应在厂内机组侧等供汽量补入除盐水，先进行全厂除盐水制水能力适配性分析，确定是否需要增容改造，再进行除盐水制水能力扩容方案的制定。对补水水质的溶解氧等指标有特别要求的，还应针对性增加补水除氧方案。
4.8 供热改造立项阶段，应明确给出改造后供热系统投运的电负荷运行区间、该区间内各电负荷对应最大供热负荷、给定电负荷和热负荷下的机组能耗变化值。
4.9 供热改造工程建设完成后应进行系统调试，调试后应对供热能力、能耗等性能指标进行专项试验，其各项指标应达到设计要求。
4.10 对于多参数、多管线、多种供热方式、多台供热机组的燃煤供热电厂，宜以总能耗最低或盈利能力最大为目标，研究环境参数、电负荷、热负荷、电力辅助补偿政策等多边界约束下的电-热协同优化运行策略，建设源、网、荷、储一体协同高效智能管控平台。
2
DL/T 2662—2023
5 采暖供热改造技术
5.1 一般规定
5.1.1 集中采暖的供热系统应由燃煤发电机组、供热首站、一次管网、二次管网（间接供热系统）、热用户组成。热负荷传输介质应为热网循环水，燃煤发电机组供热蒸汽在供热首站将热量传递给热网循环水，疏水回至机组热力系统，热网循环水在供热首站升温升压后对外供出。
5.1.2 供热首站的设计应满足DL/T 5537的相关要求。
5.1.3 供热首站内蒸汽和热网循环水的换热流程，沿热网循环水的流向按蒸汽热源品位高低不同可分为一级、二级和三级。对于多级梯级换热，第一级加热的热源应取低参数蒸汽，如高背压供热方式可取自汽轮机低压缸排汽；最后一级尖峰提温的热源，可取中压缸排汽等。
5.1.4 供热蒸汽在供热首站热网加热器内放热后的疏水通过疏水泵加压后回至机组热力系统，回水位置有凝汽器、除氧器或某级低压加热器的入口，应按照“安全可靠、经济可观”的原则优选回水位置。
5.1.5 应根据燃煤发电机组主、辅设备及系统、供热负荷、供/回水温度、热网循环水流量等参数，进行供热可靠性、能效指标、投资回收、灵活运行能力等综合比对，选择适合的改造技术。
5.1.6 在用户侧可通过设置热泵回收换热站出水的低品质热量，进一步降低热网回水温度，提升供热管网热负荷输送能力，拓宽集中供热半径。
5.2 采暖供热
5.2.1 连通管抽汽供热
5.2.1.1 在汽轮机中低压连通管处引蒸汽至供热首站热网加热器，将热量传递给热网循环水，疏水回至机组热力系统，原则性热力系统见图1。
5.2.1.2 中低压连通管抽汽外供流量的限制因素主要有中压末两级隔板及叶片强度、中压缸排汽温度、低压缸冷却流量以及低压缸排汽温度等，应进行安全计算校核，并给出运行限制。
5.2.1.3 中低压连通管供热改造方案适用于低压缸分流对称布置的200 MW及以上等级机组，供热抽汽量原则性建议：200 MW等级机组供热抽汽量小于或等于200 t/h；300 MW等级机组供热抽汽量小于或等于320 t/h；600 MW等级机组供热抽汽量小于或等于550 t/h；1000 MW等级机组供热抽汽量小于或等于800 t/h。如配套实施汽轮机本体通流部分改造，可进一步增大供热抽汽量。
5.2.1.4 连通管抽汽供热为可调整抽汽，在中低压连通管上应装设调节蝶阀，原中低压缸连通管适配性改造方案和范围应根据调节蝶阀安装要求、供热抽汽管道接口应力等条件具体确定。
5.2.1.5 在供热抽汽管上，按汽流方向应依次装设安全阀、止回阀、快关调节阀、隔离阀后并入厂区采暖蒸汽母管，热网加热器蒸汽入口支管上应装设可调式关断蝶阀。供热抽汽管道应按照DL/T 834的要求设计疏水系统，应按照核定的抽汽流量和DL/T 5054的要求选取管道材质和规格尺寸。
5.2.1.6 中低压连通管供热改造，改造范围主要有：
a)中低压连通管改造或整体更换，增加供热调节蝶阀；
b)增设供热抽汽管路；
c)汽轮机DEH、供热系统DCS控制系统等适配性改造；
d)供热首站建设，及蒸汽、疏水、循环水等配套管道敷设，应符合DL/T 5537的规定。
5.2.1.7 中低压连通管供热改造方案对外网循环水流量、回水温度等参数没有具体要求，可作为纯凝机组供热改造的基本方案，也可作为高背压、低压缸零出力、热泵、匹配抽汽供热改造等方案的前提。
5.2.1.8 机组采用中低压连通管供热改造方案后，在较高供热负荷时发电灵活性较差。若不满足深度调峰要求，应配套实施热电解耦等灵活性改造，如低压缸零出力、增设储热等。
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5.2.1.9 宽负荷区间段，供热抽汽处压力均高于热网加热器需求处，平均有0.3 MPa～0.5 MPa的压差，可同步进行供热蒸汽余压梯级利用改造，装设背压汽轮机拖动热网循环水泵或发电机，排汽进入乏汽加热器加热供热回水。根据供热回水在乏汽加热器和抽汽加热器的流程形式不同，有并联方式进入乏汽和抽汽加热器、串联依次进入乏汽和抽汽加热器两种，应根据改造项目具体情况进行比选。
标引序号说明：
1——锅炉；
2——高压缸；
3——中压缸；
4——低压缸；
5——热网加热器；
6——热网循环水泵；
7——安全阀；
8——止回阀；
9——快关调节阀；
10——关断阀；
11——中低压连通管调节阀。
图1 连通管抽汽供热技术系统示意
5.2.2 湿冷机组高背压循环水供热
5.2.2.1 提高汽轮机低压缸排汽压力和温度，直接加热供热回水，改造凝汽器作为供热系统的第一级热网加热器，中低压连通管抽汽作为第二级热源，在供热首站内的热网加热器将凝汽器出水二次升温，原则性热力系统见图2。
5.2.2.2 湿冷机组高背压供热适用于供热负荷需求大且稳定、热网回水温度低、调峰性能满足电网要求的应用场景。热网回水温度不宜高于55{}^{circ}mathrm{C} 。125mathrm{MW}sim 150mathrm{MW} 等级单台机组，热网循环水量不宜低于5000mathrm{tcdot h}sim 6000mathrm{tcdot h}；200MW等级单台机组，热网循环水流量不宜低于8000mathrm{tcdot h}；300MW等级单台机组，热网循环水流量不宜低于10000mathrm{tcdot h}。
5.2.2.3 配置2台等容量燃煤发电机组的燃煤电厂，供热负荷、回水温度、热网循环水流量等参数满足高背压供热改造要求，宜实施一台机组高背压供热改造，另外一台机组可实施连通管抽汽供热改造，连通管抽汽作为尖峰加热器的热源。
5.2.2.4 汽轮机低压缸排汽压力，应根据机型、结构、热网回水温度、热网循环水流量等因素综合比选，并经技术经济比较后确定。
5.2.2.5 汽轮机低压缸通流部分改造有改造成适应高背压运行的单转子、供热和纯凝两种转子互换的两种方案。
4
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标引序号说明：
1 ——高压缸；
2 ——中压缸；
3 ——低压缸；
4 ——热网循环水泵；
5 ——高背压热网凝汽器；
6 ——热网加热器；
7 ——中低压连通管调节阀；
8 ——安全阀；
9 ——止回阀；
10——快关调节阀；
11 ——关断阀。
图2湿冷机组高背压梯级供热技术系统示意
5.2.2.6 湿冷机组高背压供热系统改造宜采用低压缸双转子方案，低压缸通流部分应按照供热期确定的排气压力设计，应具有良好的汽动性能和宽负荷变背压性能，供热期采用末级叶片较短的供热低压转子；非供热期将供热低压转子更换成原纯凝低压缸转子，机组纯凝方式运行。若纯凝期发电负荷率低、运行时间短，也可采用单转子方案。
5.2.2.7 凝汽器应进行技术改造，水室、管束、喉部等相关部件强度应满足GB/T151有关规定。
5.2.2.8 改造后的凝汽器应作为供热系统第一级热网加热器，中低压连通管抽汽对应的尖峰加热器作为第二级热网加热器，水侧应设置旁路，以便于切换、故障检修。
5.2.2.9 若凝结水精处理入口温度超过允许安全范围，精处理系统应进行适配性改造。
5.2.2.10 若轴封加热器冷却水温度超过原设计范围，应更换冷却水源或增容轴封加热器。
5.2.2.11 若给水泵为小汽轮机驱动，且排汽进入凝汽器冷凝，应进行给水泵汽轮机适配性改造。
5.2.2.12 高背压供热运行，本机循环水泵及循环水系统停运，原开式冷却水系统不能运行，应从邻机引开式水或根据本机开式水量的需求增设循环泵。
5.2.2.13 若汽轮机轴封漏汽至低压加热器，应评估高背压供热改造对轴封漏汽的影响，并进行适配性改造。
5.2.3 直接空冷机组高背压供热
5.2.3.1 直接空冷机组背压运行范围宽，为7mathrm{kPa}sim 35mathrm{kPa}。当高背压供热改造确定的背压值不高于TRL工况背压值时，供热改造可不涉及汽轮机本体、精处理系统、轴封加热器、开式水系统以及给
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水泵汽轮机（若有）等。结合供热负荷、调峰深度、运行背压等边界参数，应制定保障低压缸末三级叶片安全的方案，原则性热力系统见图 3。
5.2.3.2 汽轮机低压缸排汽压力设计值，应根据机型、结构、热网循环水回水温度、热网循环水流量、供热负荷等因素综合比选，并经技术经济比较后确定。立项阶段，应综合对比冷端系统低品位余热回收的节能收益和机组排汽压力抬升的成本增加。
5.2.3.3 在低压缸至空冷凝汽器的排汽母管增设供热抽汽管道，引汽轮机排汽至增设的高背压热网换热器。供热蒸汽的凝结水宜自流回机组排汽装置，疏水管路应设置水位调节阀以控制高背压热网换热器水位。
5.2.3.4 高背压热网换热器应根据供热负荷、热网回水温度、热网循环水流量、采暖期汽轮机运行背压等因素进行设计，端差应不大于 2.8 {}^{circ}mathrm{C} 。
5.2.3.5 高背压热网换热器应设置抽真空系统，以将其内部的不凝结气体抽出。可设置管道及阀门并入机组抽真空系统，也可单独设置水环真空泵、罗茨真空泵等。
5.2.3.6 采暖期机组高背压供热方式运行，进入空冷岛的热负荷大幅降低，凝汽器冻结风险增大，应进行空冷岛防冻适配性改造。
标引序号说明：
1 ——锅炉；
2 ——高压缸；
3 ——中压缸；
4 ——低压缸；
5 ——发电机；
6 ——空冷凝汽器；
7 ——高背压热网换热器；
8 ——凝结水泵；
9 ——热网加热器；
10 ——换热站；
11 ——热网循环水泵；
12 ——中低压连通管调节阀；
13 ——安全阀；
14 ——止回阀；
15 ——快关调节阀；
16 ——关断阀。
图3 直接空冷机组高背压梯级供热技术系统示意
5.2.4 热泵供热
5.2.4.1 应用于燃煤发电机组供热系统的热泵有吸收式和压缩式两种，热泵作为供热系统的第一级热
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源，中低压连通管抽汽可作为第二级热源，在热网加热器将热泵出口供热循环水二次提温。
5.2.4.2 吸收式热泵宜采用机组供热抽汽作为驱动源。
5.2.4.3 压缩式热泵宜采用电能作为驱动源，也可采用透平汽轮机作为驱动源。
5.2.4.4 对于湿冷机组及间接空冷机组，在凝汽器出水管道设置三通，引凝汽器部分出水进入热泵，经供热抽汽驱动，将热量传递给供热循环水，放热后回至机组凝汽器冷却水入水管道，供热蒸汽放热后的凝结水回至机组凝汽器热井。
5.2.4.5 对于直接空冷机组，在低压缸排汽至空冷岛配汽管道入口之间的蒸汽母管设置三通，引部分排汽进入热泵，经供热抽汽驱动，将热量传递给供热循环水，放热后的凝结水和驱动蒸汽的疏水都回至机组排汽装置。若机组运行背压较高，可增设一台高背压热网换热器，热泵介于直接空冷高背压热网换热器和尖峰抽汽加热器之间，形成高背压热网换热器、热泵、抽汽加热器的三级串联梯级加热系统，原则性热力系统见图4。
标引序号说明：
1——锅炉；
2——高压缸；
3——中压缸；
4——低压缸；
5——发电机；
6——空冷凝汽器；
7——高背压热网换热器；
8——凝结水泵；
9——热泵；
10——热网加热器；
11——换热站；
12——热网循环水泵；
13——中低压连通管调节阀；
14——安全阀；
15——止回阀；
16——快关调节阀；
17——关断阀。
图4 直接空冷机组热泵乏汽余热回收梯级供热系统示意
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5.2.4.6 热泵容量应根据可用乏汽热量、热网循环水流量、供热回水温度、排汽压力、驱动蒸汽压力及温度等参数进行设计。
对于吸收式热泵，总制热负荷按式 (1) 计算
Phi =min [m_{w}×C_{p}×(t_{o}-t_{i}),m_{cq}×(h_{eq}-h_{ss})×COP]/3600cdotscdots(1)
式中：
Phi ——热泵总制热负荷，MW；
m_{w} ——流经热泵的热网循环水流量，t/h；
m_{cq} ——流经热泵的驱动蒸汽质量流量，t/h；
C_{p} ——热网循环水的定压比热容，text{kJ}/(text{kg}cdottext{K})；
t_{o} ——流出热泵的热网循环水温度，{}^{circ}mathrm{C} ；
t_{i} ——流入热泵的热网循环水温度，{}^{circ}mathrm{C} ；
h_{cq} ——进入热泵的驱动蒸汽焓值，kJ/kg；
h_{ss} ——流出热泵的蒸汽凝结水焓值，kJ/kg；
COP ——热泵的循环性能系数，为总制热负荷/驱动源热负荷的比值。
对于压缩式热泵，总制热负荷按公式 (2) 计算。
Phi =min [m_{w}×C_{p}×(t_{o}-t_{i}),N×COP]/3600cdotscdots(2)
式中：
N ——热泵耗电功率，MW。
5.2.4.7 热泵对低温热源参数有最低限值要求，湿冷机组及间接空冷机组的凝汽器出水温度不宜低于 32^circ C，直接空冷机组排汽压力不宜低于 10 kPa。立项阶段，应综合对比冷端系统低品位余热回收的节能收益和机组排汽压力抬升的成本增加。
5.2.4.8 热泵供热技术适用于有调峰需求、热网回水温度低（不高于 55^circ C）的供热场景。
5.2.5 低压缸零出力供热
5.2.5.1 机组高真空运行，切除低压缸原进汽管道进汽，从冷却蒸汽旁路管道通入少量冷却蒸汽，实现低压缸“零电出力”运行，提高机组供热能力、电调峰能力和供热经济性，原则性热力系统见图5。
5.2.5.2 低压缸零出力供热技术是连通管抽汽供热的基础的进一步改进，通过阀门状态的切换可实现两种模式的相互转换。
5.2.5.3 低压缸零出力供热适用于燃煤发电机组供热能力提升或电网深度调峰的场景，也可用于纯凝机组采暖供热改造。
5.2.5.4 低压缸零出力供热改造设置的中低压连通管供热调节蝶阀应具备完全关断功能，设计扭矩应不低于最大差压的1.5倍，在最大运行差压下应能正常开启，调节特性符合运行要求。
5.2.5.5 低压缸零出力状态下冷却蒸汽流量的安全范围应通过分析计算或现场测试确定。冷却蒸汽旁路管道宜从中压缸排汽口后、中低压连通管供热蝶阀前引出，根据冷却蒸汽流量及参数进行管道设计及材质选择，应符合 DL/T 5054 规定。冷却蒸汽管道应装设调节阀及流量测量装置。
5.2.5.6 应根据冷却蒸汽管道规格、供热调节蝶阀、供热抽汽管道的安装位置、整体应力核算结果，利旧改造原中低压连通管或整体更换。
5.2.5.7 实施低压缸零出力供热改造的汽轮机低压转子末级叶片，宜进行防水蚀喷涂处理。
5.2.5.8 应增设低压缸冷却水管道、调节阀和雾化喷嘴，并加装压力、温度和流量测点。
5.2.5.9 应加装低压缸通流部分安全监测系统，所有增设测点应接入机组 DCS 系统。每个低压缸应增设末级和次末级动叶进口或出口温度测点，连通管供热调节蝶阀之后的低压缸进汽压力和温度测点，以及冷却蒸汽流量和低压缸喷水流量测点。
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5.2.5.10 应设置供热相关连锁保护逻辑。要求OPC、MFT、跳闸、供热切除、中压缸排汽压力高等事故信号出现时，应连锁快关抽汽快关调节阀和抽汽止回阀，同步快开连通管供热调节蝶阀至100%，冷却蒸汽调节阀连锁全开，优先级设置为最高。
5.2.5.11 应同步进行冷端系统的防冻改造。
5.2.5.12 非供热期，连通管供热液控蝶阀应维持全开，并采取措施防止误关。
5.2.5.13 低压缸零出力供热运行期间，汽轮机排汽压力较低，如湿冷机组通常宜不高于4kPa。应评估机组原抽真空设备及系统的性能，若不满足要求应进行改造。
5.2.5.14 配置两个低压缸的机组进行低压缸零出力供热改造，应合理设计冷却蒸汽旁路系统及控制系统，使得机组同时具备单侧低压缸零出力运行、双低压缸同时零出力运行的功能。
5.2.5.15 配置两个低压缸的机组进行低压缸零出力供热改造，应核实回热抽汽管道是否连通，避免由回热抽汽管道向零出力低压缸返入蒸汽，引起安全风险。
5.2.5.16 改造完成后可安装末级叶片状态实时监测系统，在线监测运行状态。
标引序号说明：
1——中压缸；
2——低压缸；
3——快关调节阀；
4——调节阀。
图5 低压缸零出力供热技术系统示意
5.2.6 低压缸光轴供热
5.2.6.1 供热期封堵低压缸进汽管，将原低压缸转子更换为光轴转子，机组按背压机模式运行，除少量蒸汽进入低压缸外，其余中压缸排汽全部对外供热。
5.2.6.2 拆除汽轮机低压转子，更换成一根光轴，连接高中压转子与发电机以传递扭矩；供热结束后拆除光轴转子，更换为原低压转子。低压缸前、后轴承应进行适配性改造，以满足供热期与非供热期不同低压转子的运行安全稳定性。
5.2.6.3 中低压连通管上设置的供热调节蝶阀应具备完全关断功能。
5.2.6.4 低压缸光轴状态下冷却蒸汽流量的安全范围应通过分析计算确定。冷却蒸汽旁路管道宜从中压缸排汽口后、中低压连通管供热蝶阀前引出，根据冷却蒸汽流量及参数进行管道设计及材质选择，应符合DL/T 5054的规定。冷却蒸汽管道应装设调节阀及流量测量装置。
5.2.5.5 应根据冷却蒸汽管道、供热调节蝶阀、供热抽汽管道的安装位置、整体应力核算结果，利旧改造原中低压连通管或整体更换。
5.2.6.6 应同步进行冷端系统的防冻改造。
9
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5.2.6.7 低压缸光轴供热适用于有相对较大且稳定的供热负荷、调峰性能满足电网要求的应用场景，机组容量宜不高于300MW等级。
5.2.7 直接空冷机组匹配抽汽余热回收
5.2.7.1 匹配抽汽装置是一种利用高参数蒸汽提升低参数蒸汽压力和温度的装置。在5.2.3基础上，增设匹配抽汽装置，介于直接空冷高背压热网换热器和尖峰加热器之间，形成高背压热网换热器、匹配抽汽加热器、抽汽加热器的三级串联梯级加热系统，可进一步回收机组排汽余热，原则性热力系统见图6。
标引序号说明：
1 ——锅炉；
2 ——高压缸；
3 ——中压缸；
4 ——低压缸；
5 ——发电机；
6 ——空冷凝汽器；
7 ——高背压热网换热器；
8 ——凝结水泵；
9 ——匹配抽汽装置；
10 ——匹配抽汽热网加热器；
11 ——抽汽热网加热器；
12 ——换热站；
13 ——热网循环水泵；
14 ——中低压连通管调节阀；
15 ——安全阀；
16 ——止回阀；
17 ——快关调节阀；
18 ——关断阀。
图 6 直接空冷机组乏汽余热回收梯级供热系统示意
5.2.7.2 匹配抽汽装置驱动蒸汽可取自中压缸排汽，被引射蒸汽可取自汽轮机排汽，出口为混合蒸汽，进入管壳式热网加热器，和高背压热网换热器出口热网循环水换热，混合蒸汽放热后的凝结水进入高
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背压热网换热器。
5.2.7.3 匹配抽汽装置应具有较宽的运行区域以及高效区，应根据可用乏汽热量、热网循环水流量、高背压热网换热器出水温度、汽轮机排汽压力及温度、驱动蒸汽压力及温度等参数进行选型设计。
5.2.7.4 匹配抽汽加热器应根据匹配抽汽装置出口蒸汽参数、高背压热网换热器出口热网水温度和流量等参数进行设计选型。
5.2.7.5 匹配抽汽加热器应设置抽真空系统。可设置管道及阀门并入机组抽真空系统，也可单独设置水环真空泵、罗茨真空泵等。
5.2.7.6 抽汽加热器、匹配抽汽加热器和高背压热网换热器的疏水系统宜按逐级回收串联布置，抽汽加热器的疏水以压差自流方式进入匹配抽汽加热器，其疏水再自流进入高背压热网换热器，最后回至机组排汽装置。
5.2.7.7 改造后，高背压热网换热器、匹配抽汽加热器、抽汽加热器组成的三级串联梯级加热系统的运行方式，应根据整个供热期的机组电负荷、热负荷、热网循环水流量、供水温度、回水温度等参数综合制定。
6 工业供汽改造技术
6.1 一般规定
6.1.1 工业供汽以厂界处蒸汽压力大小进行等级划分。厂界处蒸汽压力、温度和流量，应以用户端需求侧的蒸汽压力、温度和流量为起点，根据热力管网的压损、温降和工质损失推算得出。
6.1.2 应通过调研确定热用户的用汽量及其随时间分布规律，热负荷计量宜以小时为单位，宜取自然年作为时长跨度，多个热用户的总用汽量应计入同时使用系数，以确定最大用汽负荷、最小用汽负荷和平均用汽负荷。燃煤发电机组工业供汽改造方案的流量设计基准应取最大用汽负荷，参数满足最远端用户的需求。
6.1.3 若供汽后凝结水不回收，工业供汽改造应同步建设除盐水制水能力增容系统；若供汽后凝结水回收，其水质应在立项前确定，并在厂界处增设水质监测及处理系统，针对性制定水处理工艺。
6.1.4 除采用直流炉加氧处理技术的燃煤发电机组外，除盐水补水方案还应增设除氧装置。
6.1.5 电厂内部的供热蒸汽管道的材质、规格选择应符合DL/T5054的规定。保温材料选择及安装应符合DL/T5072、DL/T936、DL/T934的规定。
6.1.6 以“温度对口、压力匹配、梯级利用”为原则，汽源点选择及供汽方案制定，应统筹论证抽汽外供对于原系统及设备安全性和宽负荷运行经济性的影响，宜从运行调整和技术改造两方面提出解决措施。原则性热力系统示意及影响见图7和表1。
6.1.7 按照供汽压力随负荷的变化，工业抽汽可分为非调整抽汽和调整抽汽两种。非调整抽汽是利用汽轮机回热抽汽口、高压缸排汽、热再母管等处的抽汽外供方式，抽汽点的压力随发电负荷变化，且受抽汽口流速、汽轮机及锅炉本体运行限制，适用于少量工业供汽场景。调整抽汽是通过汽轮机及热力循环的内部调节以满足用户需求的抽汽外供方式。
6.1.8 非调整抽汽改造，应进行抽汽点前三级动、静叶片蒸汽弯应力及机组推力安全的校核计算。调整抽汽改造，应进行最大抽汽量和最低抽汽压力工况下抽汽点前的叶片和隔板强度及机组轴向推力安全的校核计算。
6.1.9 配置汽动给水泵的燃煤发电机组，应评估工业抽汽对给水泵汽轮机汽源压力和给水泵出力的影响，必要时应切换备用汽源。
6.1.10 汽轮机级间抽汽外供工业蒸汽，除满足动、静叶片安全外，还应核算各抽汽工况下抽汽口及抽汽管道的蒸汽流速，应符合DL/T5054的规定。
6.1.11 工业供汽改造完成后，应进行不同电负荷条件下最大抽汽能力试验，确定电-热负荷运行
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范围。
□
低过
高过
再热器
80
高压缸
中压缸
低压缸
低过、高过、
再热器超温问题
高过、再热器
轴向推力、再热器超温、
超温问题
低负荷压力不足等问题
再热器超温问题
低负荷压力不足等问题
轴向推力、低负荷压力
不足等问题
图7 抽汽外供位置及影响因素示意
表1 燃煤发电机组工业供汽抽汽点影响范围及内容
序号 汽源处 对原系统及设备安全性影响
1 高温过热器之后、高压缸进汽前抽汽 抽汽量受锅炉再热器超温、机组轴向推力安全限制
2 高压缸某级抽汽 可利用回热抽汽作为工业供汽，也可改造高压缸增设抽汽口，抽汽量受锅炉再热器超温、机组轴向推力安全限制
3 冷再母管抽汽 抽汽量受汽轮机轴向推力、锅炉再热器超温、高压缸末三级叶片安全性等因素限制，同时仍需考虑低负荷压力不足的问题
4 热再母管抽汽 抽汽量受汽轮机轴向推力、高压缸末三级叶片安全性、中压缸进汽阀的调节适应性等因素限制，同时仍需考虑低负荷压力不足的问题
5 中压缸某级抽汽 机组轴向推力安全、抽汽点之后的中压缸鼓风超温等问题
6 中低压连通管抽汽 抽汽量受中压缸末三级叶片安全性、低压缸冷却蒸汽流量、中压缸排汽温度超限等因素限制，同时仍需考虑低负荷压力不足的问题
6.2 工业供汽
6.2.1 连通管可调抽汽
6.2.1.1在汽轮机中低压连通管上增设三通，引抽汽管道至厂区供汽母管，通过装设在中低压连通管的调节蝶阀的节流调整使得供汽压力满足需求。供汽压力通常宜不高于1MPa.
6.2.1.2技术要求、改造范围参见5.2.1.
6.2.1.3汽源处蒸汽温度和厂界处需求温度的差值若小于15℃，蒸汽通常可不进行减温；如大于15℃，蒸汽宜进行减温，减温水可取自凝结水泵出口母管，管道材质同凝结水母管，管径及壁厚根据DL/T5054设计，减温水管道依次装设隔离阀、调节阀、隔离阀，以及流量、温度、压力等测点。
6.2.1.4在低电负荷区间，连通管抽汽方案供汽参数如不能满足用汽需求，应同步配置连通管可调抽汽提压方案，也可增设高压汽源。
6.2.2 冷再非可调抽汽
6.2.2.1在汽轮机高压缸排汽管道止回阀之后、锅炉再热器入口之前的冷再蒸汽母管，抽蒸汽外供。供12
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热抽汽管道材质同冷再蒸汽母管，管道管径及壁厚以蒸汽流量为基准根据DL/T 5054 设计，依次装设隔离阀、调节阀、隔离阀后并入厂内供汽母管。
6.2.2.2 减温水系统设置要求见 6.2.1.3。减温水可取自给水泵出口母管，材质同给水母管，管径及壁厚以流量为基准根据DL/T 5054 设计，依次装设隔离阀、调节阀、隔离阀，以及流量、温度、压力等测点。
6.2.2.3 如中压缸进汽阀不参与调节，冷再抽汽的蒸汽压力随发电负荷变化，应确保深度调峰电负荷工况的冷再处蒸汽压力满足用汽需求，否则应切换高压汽源。
6.2.2.4 冷再抽汽外供量受锅炉再热器受热面超温限制。300MW 等级机组冷再处最大抽汽量不宜超50 t/h，600MW 等级机组不宜超80 t/h，1000MW 等级机组不宜超120 t/h，具体机组的最大抽汽量应通过热力核算后确定。
6.2.2.5 若通过锅炉再热器受热面改造以提升冷再抽汽流量，还应进行抽汽对高压末两级隔板、强度及汽轮机轴向推力的影响核算，必要时进行适配性改造。
6.2.3 热再非可调抽汽
6.2.3.1 在锅炉再热器之后、中压缸进汽阀之前的热再蒸汽母管上设置三通，引蒸汽外供。供热抽汽管道上依次增设隔离阀、止回阀、减温减压器、隔离阀和调节阀后并入厂内供汽母管。减温前的管道材质同热再蒸汽母管，减温后的管道材质根据蒸汽参数按照DL/T 5054 选择，管径及壁厚根据流量设计，应符合DL/T 5054 的规定。
6.2.3.2 应进行热再非可调抽汽对高压缸末两级隔板及叶片强度的影响校核计算，得出抽汽流量范围。
6.2.3.3 减温水系统设置要求见 6.2.1.3。减温水可取自给水泵出口，依次装设隔离阀、调节阀、隔离阀，以及流量、温度、压力测点。调节阀前的管道材质同给水母管，调节阀后的管道材质根据减温水压力和温度按照DL/T 5054 选择，管径及壁厚根据流量设计，应符合 DL/T 5054 的规定。也可取自凝结水，增设升压水泵后，依次设置隔离阀、调节阀、隔离阀。
6.2.3.4 热再非可调抽汽的蒸汽压力随电负荷降低而下降，应确保深度调峰电负荷工况的热再处蒸汽压力满足用汽需求，否则应切换高压汽源。
6.2.4 热再可调整抽汽
6.2.4.1 在 6.2.3 的基础上，在机组低电负荷或大抽汽流量运行时通过关小中压缸进汽阀门开度，提高冷再蒸汽压力以减小高压末两级隔板、动叶的前后压差，保证整个高压隔板和动叶片载荷不超限，以及热再抽汽参数满足供热要求。
6.2.4.2 影响热再可调整抽汽流量和压力的因素主要为高压缸末两级隔板及叶片强度、机组轴向推力安全、高压缸排汽温度、中压缸进汽调阀执行机构扭矩、低压缸冷却流量以及低压缸排汽温度等。通常，热再可调整抽汽的供汽压力范围为 1.4 MPa～3.4 MPa。300MW 等级机组最大抽汽量不宜超200 t/h，600MW 等级机组最大抽汽量不宜超 300 t/h，具体机组的最大抽汽量应通过热力核算或现场测试后确定。
6.2.4.3 可通过现场测试和计算分析评估现有的中压缸进汽阀门是否具备调节功能，调节特性及执行机构是否满足调节需求。如不满足，应进行阀门及附属系统的适配性改造。
6.2.4.4 热再抽汽管道、减温水源及管道规格及材料、阀门设置等，参见 6.2.3。
6.2.4.5 带有汽动给水泵、汽动引风机的机组，应评估中压缸进汽阀节流调节对驱动汽轮机汽源压力和出力的影响，必要时应设置汽源切换。也可结合汽轮机改造重新选择合适的汽源抽汽点。
6.2.4.6 应评估中压缸进汽阀门节流调节对各高压加热器、低压加热器和除氧器汽源参数的影响，回热抽汽管道流速应符合DL/T 5054 的相关规定。
6.2.4.7 应评估低负荷锅炉入口给水温度降低对脱硝系统的影响，宜从汽机侧、锅炉侧制定针对性改造
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方案以保障脱硝系统正常运行。
6.2.5 旋转隔板可调整抽汽
6.2.5.1 在汽轮机中压缸内某级增设旋转隔板及供热抽汽管道，通过油动机调节旋转隔板上开启的通流面积，实现大流量工业供汽。
6.2.5.2 影响供汽流量的因素主要为抽汽点前后三级动、静叶片蒸汽弯应力、机组推力平衡、油动机推动力、中压缸鼓风超温等。通常，旋转隔板可调整抽汽的蒸汽压力范围为1MPa~1.6MPa。300MW等级机组最大抽汽量不宜超250t/h，600MW等级机组最大抽汽量不宜超450t/h，具体机组的最大抽汽量应通过热力核算得出，并提供热-电负荷运行范围。
6.2.5.3 宜结合汽轮机通流部分改造，进行中压外缸、中压转子、隔板套及法兰螺栓、隔板及动叶、汽封等改造。
6.2.5.4 供热抽汽管道沿介质流向应依次设置安全阀、隔离阀、止回阀、快关调节阀、隔离阀。根据蒸汽流量、压力和温度进行抽汽管道材质及规格设计，符合DL/T 5054规定。
6.2.5.5 减温水系统设置要求见6.2.1.3。
6.2.6 匹配提压供汽
6.2.6.1 匹配提压装置，又称压力匹配器或蒸汽喷射泵，利用高压蒸汽（称为驱动蒸汽）通过喷射产生的高速汽流，将低压蒸汽（称为工作蒸汽）吸入，使其压力和温度提高，高压蒸汽的压力和温度降低，出口混合蒸汽的参数满足用汽需求。
6.2.6.2 匹配提压装置的主要性能指标为引射比、升压比，其中引射比的定义为工作蒸汽与驱动蒸汽的质量流量比值，升压比的定义为出口蒸汽与工作蒸汽的压力比值。
6.2.6.3 匹配提压装置的容量按出口混合蒸汽质量流量确定，应根据驱动蒸汽和工作蒸汽的流量、压力、温度等参数进行设计选型。
6.2.6.4 根据驱动蒸汽和工作蒸汽的汽源分布，匹配提压供汽主要有主汽引射热再、冷/热再引射中排等形式，抽汽流量的确定方式参见6.2.1、6.2.2、6.2.3、6.2.4。
6.2.6.5 以主蒸汽为驱动蒸汽引射热再抽汽，还可通过中压缸进汽阀参与调节以拓宽电-热负荷运行范围。混合后的出口蒸汽压力通常可达3.5MPa~4MPa。
6.2.6.6 采用主蒸汽或热再蒸汽为驱动蒸汽，驱动蒸汽至匹配提压装置的管道除设置隔离阀、调节阀和隔离阀外，还应设置减温器，减温水可取自给水母管，也可取自凝结水系统，设置要求见6.2.3.3。采用热再蒸汽为工作蒸汽，热再母管抽汽至匹配提压装置的管道除设置隔离阀、调节阀和隔离阀外，还应设置减温器，减温水可取自给水母管，也可取自凝结水系统，参考6.2.3.3。
6.2.6.7 采用冷再蒸汽或热再蒸汽为驱动蒸汽，引射中压缸排汽，还可通过低压缸进汽阀参与调节以拓宽电-热负荷运行范围。混合后的出口蒸汽压力通常不宜超1.4MPa。
6.2.6.8 采用冷再或热再蒸汽为驱动蒸汽，驱动蒸汽至匹配提压装置的管道除设置隔离阀、调节阀和隔离阀外，若驱动蒸汽为热再蒸汽，还应设置减温器，减温水可取自给水母管，也可取自凝结水系统，设置要求见6.2.3.3。采用中排抽汽为工作蒸汽，中低压连通管抽汽至匹配提压装置的管道除设置隔离阀、调节阀和隔离阀外，通常可不设置减温器。
6.2.6.9 匹配提压装置出口至供汽母管的蒸汽管道，应依次设置隔离阀、调节阀和隔离阀，减温水系统设置要求见6.2.1.3、6.2.3.3。
6.2.7 其他
6.2.7.1 厂界处蒸汽参数高于4MPa，可从高压缸某级处抽汽。
6.2.7.2 配置补汽阀的燃煤发电机组，可将补汽阀改造为供热抽汽口，应论证改造方案对机组调频性能
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的影响，给出针对性解决方案。引出的供热抽汽管道，应依次设置隔离阀、止回阀、减温减压器、隔离阀和调节阀后并入厂内供汽母管。
6.2.7.3 补汽阀处抽汽外供量的影响因素主要有抽汽点前三级动、静叶片蒸汽弯应力及机组推力平衡，应通过热力校核计算得出。抽汽外供量还受锅炉再热器受热面超温限制，应通过热力校核得出。最大抽汽能力应取汽轮机热力核算结果和锅炉热力核算结果的小值。
6.2.7.4 无补汽阀的燃煤发电机组，可将1段抽汽作为供热汽源，相应减少去1号高压加热器的蒸汽流量。如实施汽轮机高压缸通流部分改造，将原1段抽汽口扩大，作为1段抽汽和外供工业蒸汽的共同抽汽口，可进一步增加抽汽流量。抽汽量受锅炉再热器超温、汽轮机推力平衡等因素限制，最大抽汽能力应取汽轮机热力核算结果和锅炉热力核算结果的小值。
6.2.7.5 如1段抽汽口压力仍不满足用汽需求，可直接从锅炉过热器出口、汽轮机高压缸入口的主蒸汽母管抽汽。抽汽量受锅炉再热器超温限制，必要时可实施锅炉再热器受热面改造。
6.3 除盐水补水除氧改造技术要求
6.3.1 工业蒸汽外供，若凝结水回收，应保证水质满足要求；若不回收，应补入等外供蒸汽量的除盐水。
6.3.2 应评估燃煤发电供热电厂现有除盐水制水能力及耗用量，确定现有除盐水制水能力裕量，再根据补水量需求，针对性制定除盐水制水增容方案。
6.3.3 除采用直流炉加氧处理技术外，补入燃煤发电机组的除盐水含氧量不宜超30μg/L，过冷度不宜超0.5{}^{circ}mathrm{C} 。必要时应对除盐补水进行除氧。
6.3.4 除盐水补水除氧技术应根据机组容量和补水量选择。
6.3.4.1 300MW等级机组补水量低于100t/h，600MW等级机组补水量低于120t/h，1000MW等级机组补水量低于150t/h时，可采用喷嘴雾化补水除氧技术，利用汽轮机排汽余热实现热力除氧，原则性热力系统示意见图8。补水喷嘴联箱安装在凝汽器喉部内，补水系统压力范围为0.05MPa～0.3MPa。补水管道应依次设置隔离阀、调节阀和隔离阀，管道材质、尺寸及壁厚设计以补水流量、温度和压力为基准进行设计，应符合DL/T 5054 的规定。
图8 喉部喷水雾化除氧技术系统示意
6.3.4.2 300MW等级机组补水量在100t/h～200t/h，600MW等级机组补水量在120t/h～300t/h，1000MW等级机组补水量在150t/h～400t/h时，在雾化喷嘴除氧技术的基础上，可再设置鼓泡除氧装
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置，原则性热力系统示意见图9。
喷嘴流量计
厂内蒸汽
厂内水源
图9 喉部喷水雾化+鼓泡除氧技术系统示意
6.3.4.3 300MW等级机组补水量大于200t/h，600MW等级机组补水量大于300t/h，1000MW等级机组补水量大于400t/h，可采用外置式补水除氧方案，原则性热力系统示意见图10。
加热蒸汽
补水泵
外置式除氧器
除盐水箱
至5号低加入口母管
图10 外置式补水除氧技术系统示意
7 改造后性能试验
7.1 一般规定
7.1.1 供热改造完成后，应实施供热系统验收试验。验收试验宜在供热系统投运后1年内进行。
7.1.2 验收试验的目的是测试供热系统的实际性能是否达到设计值。
7.1.3 除验收试验外，宜再进行供热运行工况下主/辅设备能耗测试、控制协调优化、厂级热电负荷优
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化分配等精细化管控工作。
7.2 主要技术经济指标
7.2.1 供热能力。机组供热改造后的不同发电功率下的最大供热负荷。通常，采暖供热以MW为计量单位，工业供汽以t/h为计量单位。
7.2.2 供热-发电运行范围。机组供热改造后，不同供热抽汽量条件下机组电负荷和锅炉蒸发量的关系，由发电负荷、汽轮机进汽流量和供热抽汽量（或供热热负荷）组成的运行范围。
7.2.3 供热煤耗，参见DL/T 904.
7.2.4 供热电耗，参见DL/T 904.
7.2.5 供热水耗，参见DL/T 904.
7.3 试验内容
7.3.1 验收试验
7.3.1.1 供热改造如涉及汽轮机、锅炉，应进行汽轮机、锅炉的热力性能试验，参见GB/T 8117.1和GB/T 10184.
7.3.1.2 测试供热系统新增设备性能是否达到保证值。采暖供热改造，主要新增设备有供热首站内的热网循环水泵、热网加热器等。工业供汽改造，主要新增设备有凝汽器补水除氧装置，如设置外置式除氧器，还应进行外置式除氧器的性能试验。泵的试验宜按照GB/T 3216执行，换热器的试验宜按照GB/T 37554、DL/T 37753、JB/T 5862执行。
7.3.2 发电-供热-耗煤关联特性试验
7.3.2.1 确定电负荷-热负荷运行范围，得出发电负荷-供热负荷-机组标煤消耗关联特性。
7.3.2.2 主要试验内容有：
a) 不同负荷工况下机组实际最大供热能力；
b) 不同供热抽汽量对机组电负荷能力影响特性；
c) 中压缸进汽阀门、连通管抽汽调节蝶阀调节特性测试；
d) 中压缸进汽阀门、连通管抽汽调节蝶阀参调对汽轮机缸效率、热耗率的影响；
e) 给定电负荷下供热抽汽的能耗特性。
7.3.3 机组协调优化及厂级热电负荷优化分配
7.3.3.1 燃煤发电机组供热改造后，主、辅的运行方式以及机组协调控制方式较纯凝工况发生较大变化，宜进行优化试验以实现热、电双变量约束条件下的精细化管控。
7.3.3.2 主要内容有：
a) 汽轮机配汽及滑压运行优化；
b) 汽轮机冷端系统运行优化；
c) 机炉协调控制系统优化；
d) 调频能力优化；
e) 厂级电、热负荷分配优化。
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附录A
（资料性）
燃煤发电机组和热力管网分界处热力参数示意图
燃煤发电机组和热力管网分界处热力参数示意图见图A.1。
标引序号说明：
1 ——锅炉；
2 ——高压缸；
3 ——中压缸；
4 ——低压缸；
5 ——凝汽器；
6 ——凝结水泵；
7 ——低压加热器组；
8 ——给水泵组；
9 ——高压加热器组；
10 ——疏水泵；
11 ——热网加热器；
12 ——热网循环水泵；
13 ——中低压连通管供热蝶阀；
14 ——安全阀；
15 ——止回阀；
16 ——快关调节阀；
17 ——关断阀。
a）采暖供热
图A.1 燃煤发电机组和热力管网分界处热力参数示意图
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标引序号说明：
1——锅炉；
2——高压缸；
3——中压缸；
4——低压缸；
5——凝汽器；
6——凝结水泵；
7——低压加热器组；
8——给水泵组；
9——高压加热器组；
10——除盐水泵；
11——关断阀；
12——止回阀；
13——减温减压器；
14——关断阀；
15——调节阀。
b）工业供汽
图A.1 燃煤发电机组和热力管网分界处热力参数示意图（续）
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